4º trimestre de 2019 - cmvm - sistema de difusão de

Resultados do quarto trimestre de 2019 Fevereiro, 2020

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Fevereiro, 2020

4º Trimestre de 2019

Resultados

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Índice

1. Destaques do quarto trimestre de 2019 ........................................................................... 3

2. Exploração & Produção ....................................................................................................... 7

3. Refinação & Distribuição .................................................................................................... 11

4. Gas & Power ........................................................................................................................ 14

5. Informação financeira ........................................................................................................ 16

5.1. Demonstração de resultados ........................................................................................... 16

5.2. Investimento ........................................................................................................................ 19

5.3. Cash flow ............................................................................................................................ 20

5.4. Situação financeira ............................................................................................................ 21

5.5. Dívida financeira ................................................................................................................. 22

5.6. Demonstração de resultados consolidados em IFRS ................................................... 25

5.7. Situação financeira consolidada ...................................................................................... 26

6. Bases de reporte ................................................................................................................. 27

7. Definições ............................................................................................................................. 28


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1. Destaques do quarto trimestre de 2019

Doze meses de 2019

▪ O desempenho financeiro robusto foi suportado pelos resultados de upstream e downstream, e apesar

do contexto de refinação desafiante.

▪ O Cash Flow From Operations (CFFO) situou-se nos €1,9 bn, um aumento de 19% YoY, considerando o

impacto positivo da aplicação da norma IFRS 16 (€189 m), e dos quais 72% com origem fora da Península

Ibérica. Excluindo este efeito, o CFFO teria aumentado 7% YoY.

▪ O Free Cash Flow (FCF) foi de €922 m, um crescimento de 45% YoY, ou €232 m, considerando os

pagamentos durante o ano de dividendos a interesses que não controlam e aos acionistas.

▪ O Ebitda RCA foi de c.€2,4 bn, um aumento YoY, considerando a aplicação da norma IFRS 16, e acima

da guidance inicial (€2,1 – €2,2 bn, considerando a aplicação da norma IFRS 16). Numa base comparável,

excluindo o efeito da norma IFRS 16, o Ebitda RCA teria sido em linha com o do ano anterior, apesar dos

menores preços de petróleo.

▪ O investimento atingiu os €856 m, com o E&P a representar 70% e o restante maioritariamente focados

nas atividades de manutenção e melhoria da eficiência energética das refinarias, assim como na

renovação da rede de distribuição. O capex líquido de desinvestimentos foi de €734 m.

▪ Ao fim do ano, a divida líquida foi de €1.435 m, um decréscimo de €302 m YoY, e o rácio de dívida líquida

para Ebitda RCA situou-se em 0,7x.

Quarto trimestre de 2019

▪ O CFFO situou-se nos €446 m e o FCF em €229 m.

▪ O Ebitda RCA consolidado foi de €653 m:

o E&P: O Ebitda RCA foi de €500 m, um incremento de 47% YoY, suportado pelo aumento de

produção e apesar dos menores preços do petróleo no período (-8% YoY).

A produção média working interest (WI) foi de 136,9 kboepd, um aumento de 21% YoY, suportado

pelo ramp-up das FPSOs #8 e #9 localizadas em Lula, o início da produção da unidade alocada

à área de Berbigão/Sururu durante o período, bem como pela maior contribuição do projeto

Kaombo no bloco 32, em Angola.

o R&D: O Ebitda RCA foi de €99 m, um decréscimo de 17% YoY, refletindo a deterioração do

contexto internacional de margens de refinação e custos operacionais relacionados com as

atividades de manutenção que decorreram no terceiro trimestre de 2019.

o G&P: O Ebitda RCA atingiu os €48 m e aumentou 91% YoY suportado por uma atividade de

trading em rede mais robusta e pelo melhor desempenho da atividade comercial.


4

▪ O Ebit RCA aumentou YoY para €354 m, apesar do aumento das amortizações e depreciações,

nomeadamente devido às novas unidades em operação no segmento de upstream e maiores

provisões.

▪ O resultado líquido RCA foi de €157 m, enquanto o resultado líquido IFRS foi de €106 m com eventos

não recorrentes negativos de €49 m e efeito de stock de -€2 m.

▪ O investimento totalizou €282 m durante o trimestre, dos quais 65% foram alocados ao negócio de

E&P, maioritariamente focados no bloco BM-S-11 e em Moçambique. O investimento em atividades

de downstream esteve principalmente relacionado com a implementação de projetos de melhoria da

eficiência energética das refinarias, no âmbito das iniciativas “+$1/boe”.

Nota: A 1 de janeiro de 2019, a Galp adotou a norma contabilística IFRS 16. Os resultados de 2018 não foram reexpressos de acordo com esta norma contabilística. Para

efeitos de comparação, o relatório inclui também os resultados de 2019 excluindo efeitos decorrentes da aplicação da norma IFRS 16.

Eventos subsequentes

▪ Em janeiro de 2020, a Galp adquiriu projetos de solar fotovoltaico (PV) em Espanha, com uma

capacidade de geração de energia total de c.2,9 GW. O acordo inclui mais de 900 MW de capacidade

de geração recentemente comissionada e um conjunto de projetos em diferentes estágios de

desenvolvimento com instalação planeada até 2023.

▪ Durante 2019, a Galp reorganizou as suas unidades de negócio e a partir de 2020 a Empresa irá

reportar de acordo com os segmentos de negócio atualizados. A nova estrutura de reporte irá

consistir em quatro unidades de negócio: uma divisão de Upstream (inalterada); uma unidade de

Refinação & Midstream, que incorpora as atividades de refinação e logística, bem como as atividades

de aprovisionamento e trading de produtos petrolíferos, gás e eletricidade; a unidade Comercial que

integrará todas as ofertas aos clientes Galp; e a nova unidade de Renováveis & Novos Negócios.


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Informação financeira

€m (valores em IFRS, excepto indicação em contrário)

4T18 3T19 4T19 2018 2019

493 619 653 160 32% Ebitda RCA 2.218 2.381 163 7%

339 469 500 161 47% Exploração & Produção 1.440 1.751 311 22%

118 104 99 (20) (17%) Refinação & Distribuição 610 415 (195) (32%)

25 37 48 23 91% Gas & Power 137 189 53 39%

313 370 354 41 13% Ebit RCA 1.518 1.387 (131) (9%)

260 324 332 72 28% Exploração & Produção 1.109 1.189 80 7%

24 7 (26) (50) s.s. Refinação & Distribuição 265 8 (258) (97%)

20 32 43 23 s.s. Gas & Power 116 171 54 47%

109 101 157 48 44% Resultado líquido RCA 707 560 (147) (21%)

44 60 106 62 s.s. Resultado líquido IFRS 741 389 (352) (47%)

7 (17) (49) (56) s.s. Eventos não recorrentes (31) (177) 147 s.s.

(72) (24) (2) (70) (97%) Efeito stock 64 6 (58) (91%)

402 435 446 44 11% Cash flow das atividades operacionais 1.594 1.890 296 19%

301 188 282 (19) (6%) Investimento 899 856 (43) (5%)

121 192 229 108 89% Free cash flow 635 922 287 45%

120 (70) 204 84 70% Free cash flow após dividendos 142 232 89 63%

1.737 1.645 1.435 (302) (17%) Dívida líquida 1.737 1.435 (302) (17%)

0,8x 0,8x 0,7x - - Rácio dívida líquida para Ebitda RCA 1 0,8x 0,7x - -

AnoTrimestre

Var. YoY Var. YoY

1 Rácio considera o Ebitda RCA LTM (€2.381 m a 31 de dezembro de 2019), o qual é ajustado pelo impacto da aplicação da norma IFRS 16 (€189 m a 31 de dezembro de 2019).

Indicadores operacionais

4T18 3T19 4T19 2018 2019

113,1 125,5 136,9 23,8 21% Produção média working interest (kboepd) 107,3 121,8 14,5 14%

111,7 124,0 135,1 23,3 21% Produção média net entitlement (kboepd) 105,9 120,0 14,1 13%

(7,8) (7,3) (6,3) (1,5) (19%) Realizações de petróleo e gás - Dif. para Brent (USD/boe) (8,7) (7,3) (1,4) (16%)

19,3 20,6 26,5 7,2 38% Matérias-primas processadas (mmboe) 100,7 96,0 (4,7) (5%)

4,3 3,9 3,3 (1,0) (24%) Margem de refinação Galp (USD/boe) 5,0 3,1 (1,9) (38%)

3,6 3,9 4,2 0,6 18% Vendas de produtos petrolíferos (mt) 16,8 16,2 (0,6) (3%)

1.181 1.131 1.224 44 4% Vendas de GN a clientes diretos (mm3) 4.740 4.709 (31) (1%)

544 673 768 224 41% Vendas de GN/GNL em trading (mm3) 2.875 2.937 62 2%

Ano

Var. YoY Var. YoY

Trimestre


6

Indicadores de Mercado

4T18 3T19 4T19 2018 2019

1,14 1,11 1,11 (0,03) (3%) Taxa de câmbio média EUR:USD 1,18 1,12 (0,06) (5%)

4,35 4,41 4,56 0,21 5% Taxa de câmbio média EUR:BRL 4,31 4,41 0,11 2%

68,8 62,0 63,1 (5,7) (8%) Preço médio do dated Brent (USD/bbl) 71,3 64,21 (7,1) (10%)

(0,8) (1,0) (1,2) 0,4 54% Diferencial crude heavy-light 1 (USD/bbl) (1,4) (0,6) (0,8) (56%)

26,1 12,6 12,8 (13,2) (51%) Preço de gás natural MIBGAS ibérico (EUR/MWh) 24,3 15,4 (8,9) (37%)

24,7 10,2 12,6 (12,0) (49%) Preço de gás natural TTF holandês (EUR/MWh) 22,8 13,6 (9,2) (40%)

10,0 4,7 5,8 (4,2) (42%) Preço de GNL Japão/Coreia (USD/mmbtu) 9,8 5,50 (4,3) (44%)

16,0 16,8 16,3 0,3 2% Mercado oil ibérico (mt) 64,7 65,7 1,1 2%

9.732 10.042 10.423 691 7% Mercado gás natural ibérico (mm3) 35.502 39.954 ### 13%

Trimestre Ano

Var. YoY Var. YoY

Fonte: Platts para preços de commodities; MIBGAS para preço de gás natural ibérico; APETRO e CORES para o mercado oil ibérico; Galp e Enagás para mercado de gás natural

ibérico. 1 Urals NWE dated para crude pesado; dated Brent para crude leves.


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2. Exploração & Produção

€m (valores em RCA exceto indicação em contrário; valores unitários com base na produção net entitlement )

4T18 3T19 4T194T19 (sem

IFRS16)2018 2019

2019 (sem

IFRS16)

113,1 125,5 136,9 23,8 21% Produção média working interest 1 (kboepd) 107,3 121,8 14,5 14%

99,8 111,0 121,8 21,9 22% Produção de petróleo (kbpd) 94,8 108,0 13,2 14%

111,7 124,0 135,1 23,3 21% Produção média net entitlement 1 (kboepd) 105,9 120,0 14,1 13%

8,9 12,7 13,3 4,4 50% Angola 6,8 11,7 4,9 72%

102,9 111,3 121,8 18,9 18% Brasil 99,1 108,3 9,2 9%

(7,8) (7,3) (6,3) (1,5) (19%)Realizações de petróleo e gás - Dif. Brent

(USD/boe)(8,7) (7,3) (1,4) (16%)

5,5 4,8 4,8 (0,7) (13%) Royalties (USD/boe) 5,8 5,0 (0,8) (14%)

7,1 3,3 2,7 5,8 (4,4) (61%) Custo de produção (USD/boe) 8,2 3,6 7,0 (4,6) (57%)

8,9 14,2 15,2 13,1 6,3 71% DD&A2 (USD/boe) 10,1 14,4 12,1 4,3 42%

339 469 500 467 161 47% Ebitda RCA 1.440 1.751 1.616 311 22%

96 146 168 146 72 75% Depreciações, Amortizações e Imparidades2 347 561 471 214 62%

(17) - 1 - 18 s.s. Provisões (17) 1 - 18 s.s.

260 324 332 321 72 28% Ebit RCA 1.109 1.189 1.144 80 7%

279 324 333 321 54 19% Ebit IFRS3 1.128 994 948 (134) (12%)

12 3 (0) (0) (12) s.s. Resultados de Empresas associadas E&P 50 36 36 (15) (29%)

Var. YoY

Ano

Var. YoY

Trimestre

1 Inclui produção de gás natural exportada; exclui gás natural consumido ou injetado 2 Inclui provisões para abandono. 3 Inclui impacto da unitização.


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Quarto trimestre

Atividade

A produção média working interest (WI) foi de 136,9 kboepd, um aumento de 21% YoY, suportado sobretudo

pelo contínuo desenvolvimento dos projetos Lula e Iracema e Berbigão/Sururu, bem como devido à maior

contribuição do projeto Kaombo, em Angola. A produção de gás natural representou 11% da produção da

Galp.

No Brasil, a produção aumentou YoY, beneficiando da performance da FPSO #8, que contribuiu em plateau

de produção durante o período, após ter concluído o seu processo de ramp-up em apenas 10 meses, e o ramp-

up em curso da FPSO #9 que iniciou operações em fevereiro de 2019. Durante o trimestre não foram

desempenhadas atividades de manutenção relevantes.

A FPSO #10 localizada na área de Berbigão/Sururu, iniciou operações em novembro de 2019 e encontra-se

atualmente em fase de ramp-up.

Em Angola, a produção WI aumentou 4,9 kbpd YoY para 15,1 kbpd, suportado pela contribuição do projeto

Kaombo, no bloco 32, nomeadamente com o ramp-up da FPSO Kaombo Sul, que atingiu o plateau de

produção em dezembro de 2019, nove meses após o início de operações.

A produção net entitlement aumentou YoY para 135,1 kboepd.

Atividade

O Ebitda RCA foi de €500 m, um incremento de 47% YoY, suportado sobretudo pelo aumento de produção,

o qual mais do que compensou o contexto de menores preços de petróleo no período.

Os custos de produção foram de €31 m, os quais excluem os custos relacionados com locações operacionais

de €34 m (IFRS 16). Em termos unitários, e numa base net entitlement, os custos de produção foram de

$2,7/boe. Excluindo impactos provenientes da norma IFRS16, os custos de produção diminuíram para

$5,8/boe YoY, refletindo o maior efeito de diluição tendo em conta o ramp-up dos projetos no Brasil e Angola.

As amortizações e depreciações (incluindo provisões para abandono) aumentaram €72 m YoY para os

€168 m, refletindo a maior base de ativos em operação, tanto no Brasil como em Angola, assim como o

impacto de €22 m da IFRS 16. Numa base net entitlement, as depreciações e amortizações foram de

$15,2/boe, ou $13,1/boe numa base comparável YoY.

Doze meses

Atividade

A produção média WI em 2019 foi de 121,8 kboepd, um aumento de 14% YoY, suportado pela continuação do

ramp-up do campo Lula no Brasil, e do bloco 32 em Angola. A robusta execução levou a que a produção WI

ultrapasse o aumento esperado de 8-12%.


9

Resultados

O Ebitda RCA aumentou 22% YoY para €1.751 m, devido ao aumento da produção, à apreciação do Dólar

face ao Euro e à aplicação da norma IFRS 16, os quais compensaram os menores preços de petróleo.

Os custos de produção foram de €139 m, excluindo os custos relacionados com locações operacionais de

€135 m. Em termos unitários, e numa base net entitlement, os custos de produção foram de $3,6/boe ou

$7,0/boe numa base comparável pré-IFRS 16.

As amortizações e depreciações (incluindo provisões para abandono) atingiram os €561 m, um aumento de

€214 m YoY, impactadas pelo maior número de unidades em produção e considerando um efeito de €90 m

relacionados com a IFRS 16. Numa base net entitlement, as depreciações e amortizações foram de $14,4/boe

(ou $12,1/boe numa base comparável YoY).

Outros destaques de E&P

Durante o ano, a ANP (Agência Nacional Brasileira do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) aprovou os

Acordos de Individualização da Produção (AIP) relativamente às jazidas compartilhadas de Lula, Atapu e

Sépia.

A acumulação de Lula estende-se para fora da área BM-S-11, para a área adjacente de Sul de Tupi, que faz

parte da Cessão Onerosa, e para uma área não contratada. O acordo, tornado efetivo desde 1 de abril de

2019, determina que a licença representa 92,09% da área unitizada (consórcio BM-S-11 + área da CO + Área

não Contratada), com a Galp a deter um interesse de 9,209%, através da sua participação de 10% no BM-

S-11.

A acumulação de Atapu estende-se para além dos limites da licença BM-S-11A. O acordo, efetivo a partir de

1 de setembro de 2019, estabelece que a licença representa 17,03% da área unitizada (BM-S-11A + CO + Área

não Contratada), com a Galp a deter na mesma uma participação de 1,703% através do seu interesse de 10%

no bloco BM-S-11A. De realçar que a licença BM-S-11A contém duas acumulações adicionais, Berbigão e

Sururu, ainda sujeitas a processos de unitização. Estes AIPs foram submetidos à ANP em 2018 e estão ainda

pendentes de aprovação por parte do regulador.

A descoberta de Sépia estende-se para a área de Sépia Leste, que pertence à licença BM-S-24. O acordo,

efetivo a partir de 1 de setembro de 2019, estabelece que a licença representa 12,07% da área unitizada (BM-

S-24 + CO), com a Galp a deter na mesma uma participação de 2,414% através do seu interesse de 20% no

BM-S-24. A licença BM-S-24 contém também a grande descoberta de Júpiter que, sendo uma acumulação

independente, não está incluída neste AIP.

Os processos de unitização dão origem a equalizações entre os participantes de cada área licenciada,

baseadas nos custos de investimento incorridos no passado pelos parceiros, considerando a sua participação

original, e os resultados líquidos recebidos. É esperado que estas equalizações originem reembolsos entre os

parceiros em função dos termos e condições acordados entre os mesmos.

A Galp reconheceu nas suas demonstrações financeiras a melhor estimativa dos impactos provenientes do

ajuste da participação na acumulação, na sua subsidiária brasileira.

Durante o ano a Galp reconheceu os impactos provenientes da diluição da participação na acumulação de

Lula na sua subsidiária brasileira. Estes incluem um impacto negativo de €96 m, considerado um evento não-

recorrente, em resultado líquido e um decréscimo de €132 m na rúbrica de outros ativos/passivos, resultante


10

do ajuste de resultados e investimentos passados por parte do consórcio BM-S-11 e da área da Cessão

Onerosa. O montante líquido de equalização a pagar é estimado em c.€100 m.

Os impactos referentes ao acordo de unitização de Atapu estão ainda por ser reconhecidos nas

demonstrações financeiras da Galp, uma vez que os efeitos deste processo na Galp estão maioritariamente

concentrados em empresas associadas e por isso dependente de determinados procedimentos legais e

regulatórios. Contudo, estima-se que os montantes relacionados com empresas associadas deverão originar

uma posição líquida recebedora de c.€165 m.

Relativamente a Sépia, os impactos incluem €4 m negativos como um evento não-recorrente, em resultado

líquido, e €17 m em investimentos, o que resultou num valor de equalização a pagar estimado em c.€26 m.

Considerando os acordos de unitização já aprovados de Lula, Atapu e Sépia, assim como os processos

supramencionados ainda a decorrer, a Galp estima que estes deverão originar um recebimento líquido de

c.€100 m.


11

3. Refinação & Distribuição

€m (valores em RCA exceto indicação em contrário)

4T18 3T19 4T194T19 (sem

IFRS16)2018 2019

2019 (sem

IFRS16)

4,3 3,9 3,3 (1,0) (24%) Margem de refinação Galp (USD/boe) 5,0 3,1 (1,9) (38%)

4,3 3,0 3,7 (0,6) (13%) Custo de refinação (USD/boe) 2,6 2,9 0,3 12%

0,3 (0,4) 0,3 (0,0) (1%) Hedging da margem de refinação1 (USD/boe) 0,2 0,1 (0,2) (76%)

19,3 20,6 26,5 7,2 38% Matérias-primas processadas (mmboe) 100,7 96,0 (4,7) (5%)

16,8 15,3 24,3 7,6 45% Crude processado (mmbbl) 92,1 82,6 (9,5) (10%)

3,6 3,9 4,2 0,6 18% Vendas de produtos petrolíferos (mt) 16,8 16,2 (0,6) (3%)

2,2 2,3 2,0 (0,1) (5%) Vendas a clientes diretos (mt) 8,6 8,7 0,1 1%

118 104 99 84 (20) (17%) Ebitda RCA 610 415 364 (195) (32%)

88 97 118 106 30 34% Depreciações, Amortizações e Imparidades 337 401 359 63 19%

7 0 7 7 0 2% Provisões 7 7 7 (0) (4%)

24 7 (26) (29) (50) s.s. Ebit RCA 265 8 (2) (258) (97%)

(86) (23) (29) (32) (57) (66%) Ebit IFRS 343 55 46 (288) (84%)

(8) 3 3 3 11 s.s. Resultados de Empresas associadas R&D (6) 9 9 15 s.s.

Ano

Var. YoY

Trimestre

Var. YoY

1 Impacto em Ebitda.

.


12

Quarto trimestre

Atividade

No quarto trimestre de 2019 foram processadas 26,5 mmboe de matérias-primas, um acréscimo de 38% YoY,

uma vez que o quarto trimestre de 2018 foi impactado por operações de manutenção planeadas nas refinarias

de Sines e Matosinhos. O crude representou 92% das matérias-primas processadas, 90% do qual

correspondeu a crudes médios e pesados.

Os destilados médios (gasóleo e jet) representaram 47% da produção e a gasolina 23%. A produção de

fuelóleo representou 16%, dos quais c.80% correspondentes a low e very low sulphur fuel oil, refletindo a

mudança para uma oferta de produtos de menor teor de enxofre a partir de novembro, em antecipação à

implementação da regulamentação da IMO. Os consumos e quebras representaram 8% das matérias-primas

processadas.

As vendas de produtos petrolíferos aumentaram 18% YoY, beneficiando do maior volume de exportações. Os

volumes vendidos a clientes diretos decresceram 5% YoY para as 2,0 mt.

Resultados

O Ebitda RCA do negócio de R&D foi de €99 m, considerando a aplicação da norma IFRS 16 (impacto positivo

em Ebitda de €14 m). Os resultados refletiram a menor contribuição da atividade de refinação, impactada

pela deterioração do contexto internacional de margens de refinação, apesar da maior disponibilidade do

sistema refinador e do desempenho robusto da atividade de comercialização de produtos petrolíferos.

A margem de refinação da Galp diminuiu YoY para os $3,3/boe, considerando a utilização sub-ótima em

Outubro após a manutenção e devido à deterioração dos cracks dos produtos, nomeadamente dos destilados

médios e leves, e com o spread das matérias primas a não absorverem o impacto dos menores cracks dos

produtos.

Os custos de refinação foram de €89 m, ou $3,7/boe em termos unitários, devido às operações de

manutenção que decorreram no terceiro trimestre de 2019. As operações de cobertura da margem de

refinação impactaram positivamente o Ebitda do período em €6 m.

A atividade de comercialização de produtos petrolíferos manteve um desempenho robusto, apesar dos

volumes vendidos a clientes diretos inferiores.

O Ebit RCA foi negativo em €26 m, impactado por imparidades relacionadas com projetos industriais e

provisões relacionadas com desmantelamentos no âmbito da atividade de distribuição. O Ebit IFRS foi

negativo em €29 m.

Doze meses

Atividade

As matérias-primas processadas foram de 96,0 mmboe no período, uma redução de 5% YoY, devido aos

trabalhos de manutenção planeada e às restrições operacionais do sistema refinador. O crude representou

86% do total de matérias-primas processadas, dos quais 87% corresponderam a crudes médios e pesados.

Os destilados médios (gasóleo e jet) representaram 46% da produção, a gasolina 23% e o fuelóleo 16%. Os

consumos e quebras representaram 8% das matérias-primas processadas.


13

As vendas de produtos petrolíferos desceram 3% YoY, com a menor disponibilidade de produtos a levar a um

decréscimo das exportações. Os volumes vendidos a clientes diretos aumentaram 1% YoY para os 8,7 mt, no

seguimento da evolução positiva da procura na Península Ibérica.

Resultados

O Ebitda RCA do negócio de R&D foi de €415 m, considerando a aplicação da norma IFRS 16 (efeito positivo

de €51 m), um decréscimo YoY devido à menor contribuição da atividade de refinação.

A margem de refinação da Galp diminuiu YoY para os $3,1/boe, refletindo o contexto internacional volátil,

bem como maiores restrições operacionais no aparelho refinador durante o período, nomeadamente no

primeiro e terceiro trimestre.

Os custos de refinação aumentaram YoY para €247 m, ou $2,9/boe em termos unitários, devido a custos de

manutenção.

A atividade de comercialização de produtos petrolíferos manteve uma contribuição robusta através das

vendas a clientes diretos, beneficiando de melhorias no mercado Ibérico YoY.

O Ebit RCA foi de €8 m, enquanto o Ebit IFRS foi de €55 m com um efeito stock negativo em €19 m e eventos

não recorrentes de €26 m relacionados com a reestruturação da unidade de negócio e as provisões para

desmantelamento na atividade de distribuição.


14

4. Gas & Power


4T18 3T19 4T194T19 (sem

IFRS16)2018 2019

2019 (sem

IFRS16)

1.725 1.803 1.992 267 16% Vendas totais de GN/GNL (mm3) 7.616 7.646 31 0%

1.181 1.131 1.224 44 4% Vendas a clientes diretos (mm3) 4.740 4.709 (31) (1%)

544 673 768 224 41% Trading (mm3) 2.875 2.937 62 2%

879 762 808 (71) (8%) Vendas de eletricidade a clientes diretos (GWh) 3.865 3.199 (666) (17%)

272 304 354 81 30% Vendas de eletricidade à rede (GWh) 1.296 1.325 30 2%

25 37 48 48 23 91% Ebitda RCA 137 189 189 53 39%

18 26 39 39 22 s.s. Comercialização & Trading 91 147 147 56 61%

8 11 9 9 1 17% Power 45 42 42 (3) (7%)

5 5 5 5 (1) (10%) Depreciações, Amortizações e Imparidades 21 19 19 (2) (8%)

20 32 43 43 23 s.s. Ebit RCA 116 171 171 54 47%

24 32 45 45 22 93% Ebit IFRS 132 164 164 32 25%

20 24 20 20 (0) (2%) Resultados de Empresas associadas G&P 93 92 92 (1) (1%)

AnoTrimestre

Var. YoY Var. YoY


15

Quarto trimestre

Atividade

Os volumes vendidos de GN/GNL aumentaram 16% YoY para 1.992 mm3, no seguimento do aumento dos

volumes vendidos em trading de rede. As vendas a clientes diretos aumentaram 44 mm3 YoY para 1.224 mm3,

suportadas pelo desempenho robusta do segmento industrial na Península Ibérica.

As vendas de eletricidade a clientes diretos foram de 808 GWh, uma redução de 8% YoY, devido aos menores

volumes vendidos ao segmento de clientes B2B.

Os volumes de vendas de eletricidade à rede aumentaram 30% YoY para os 354 GWh, uma vez que as

atividades de cogeração foram impactadas por atividades de manutenção no quarto trimestre de 2018.

Resultados

Em 2019 o Ebitda RCA atingiu os €48 m, um aumento de 91% YoY, suportado pela maior contribuição da

atividade de trading em rede e por um melhor desempenho da atividade comercial.

O Ebitda RCA da atividade de geração de eletricidade (Power) foi de €9 m.

O Ebit RCA, assim como o Ebit IFRS, foram de €43 m e €45 m respetivamente.

Os resultados de empresas associadas situaram-se nos €20 m, referentes à Galp Gás Natural Distribuição,

S.A. (GGND), com o remanescente resultante da participação da Galp em gasodutos internacionais.

Doze meses

Atividade

As vendas de GN/GNL foram de 7.646 mm3, ligeiramente superiores YoY, com o aumento das vendas de

trading de rede a não compensarem as menores oportunidades de trading de GNL. As vendas a clientes

diretos diminuíram YoY, com a redução em vendas de eletricidade a não compensarem a melhor performance

do segmento industrial na Península Ibérica.

As vendas de eletricidade a clientes diretos foram de 3.199 GWh, uma redução de 17% YoY, devido aos

menores volumes vendidos a clientes industriais.

As vendas de eletricidade à rede foram de 1.325 GWh, mais 2% YoY.

Resultados

O Ebitda RCA aumentou €53 m YoY para €189 m, como resultado de uma maior contribuição da atividade

de comercialização de gás natural e de eletricidade, mas também beneficiando do melhor desempenho da

atividade de trading em rede.

O Ebitda RCA da atividade de Power diminuiu ligeiramente para os €42 m.

O Ebit RCA foi €171 m, acima 47% YoY, enquanto que o Ebit IFRS foi €164 m.

Os resultados de empresas associadas situaram-se nos €92 m.


16

5. Informação financeira

5.1. Demonstração de resultados


4T18 3T19 4T194T19 (sem

IFRS16)2018 2019

2019 (sem

IFRS16)

4.205 4.284 4.141 4.141 (64) (2%) Vendas e prestações de serviços 17.182 16.570 16.570 (612) (4%)

(3.102) (3.138) (3.052) (3.052) (49) (2%) Custo das mercadorias vendidas (12.828) (12.405) (12.405) (424) (3%)

(445) (401) (452) (501) 8 2% Fornecimentos e serviços externos (1.780) (1.650) (1.839) (130) (7%)

(76) (90) (81) (81) 5 6% Custos com pessoal (317) (325) (325) 8 3%

(87) (36) 97 97 183 s.s. Outros proveitos (custos) operacionais (24) 189 189 213 s.s.

(3) (1) 1 1 4 s.s. Perdas por imparidade de contas a receber (14) 1 1 16 s.s.

493 619 653 605 160 32% Ebitda RCA 2.218 2.381 2.192 163 7%

387 589 650 602 264 68% Ebitda IFRS 2.311 2.219 2.030 (91) (4%)

(190) (249) (291) (257) 102 54% Depreciações, Amortizações e Imparidades (709) (986) (852) 277 39%

10 (0) (8) (8) (18) s.s. Provisões 9 (8) (8) (17) s.s.

313 370 354 339 41 13% Ebit RCA 1.518 1.387 1.332 (131) (9%)

225 340 353 339 128 57% Ebit IFRS 1.629 1.232 1.177 (398) (24%)

24 31 21 21 (3) (12%) Resultados de empresas associadas 137 136 136 (2) (1%)

(64) (89) 43 43 108 s.s. Resultados financeiros (70) (54) 63 (16) (23%)

(8) (4) (5) (5) (3) (39%) Juros liquidos (41) (16) (16) (25) (61%)

19 7 7 7 (12) (65%) Capitalização juros 49 24 24 (24) (50%)

2 (35) 24 1 22 s.s. Diferenças de câmbio (31) (10) 17 (20) (66%)

(71) (30) 66 66 137 s.s. Mark-to-Market de derivados de cobertura (28) 81 81 109 s.s.

- (23) (22) (0) (22) s.s. Juros de locações operacionais (IFRS 16) - (90) (0) (90) s.s.

(6) (3) (26) (26) 19 s.s. Outros custos/proveitos financeiros (19) (43) (43) 24 s.s.

273 312 418 403 145 53% Res. antes impostos e interesses minoritários RCA 1.585 1.468 1.530 (117) (7%)

(132) (180) (215) (192) 83 63% Impostos (726) (758) (760) 32 4%

(120) (124) (251) (251) 131 s.s. Impostos sobre a produção de petróleo e gás natural1 (449) (610) (610) 161 36%

(31) (31) (46) (48) 15 47% Interesses que não controlam (151) (150) (166) (2) (1%)

109 101 157 164 48 44% Resultado líquido RCA 707 560 604 (147) (21%)

7 (17) (49) (49) (56) s.s. Eventos não recorrentes (31) (177) (177) 147 s.s.

116 84 108 114 (9) (7%) Resultado líquido RC 676 383 427 (293) (43%)

(72) (24) (2) (2) (70) (97%) Efeito stock 64 6 6 (58) (91%)

44 60 106 112 62 s.s. Resultado líquido IFRS 741 389 433 (352) (47%)

AnoTrimestre

Var. YoY Var. YoY

1 Inclui Impostos sobre o rendimento e impostos sobre a produção de petróleo e gás natural. Inclui participação especial aplicável no Brasil e IRP em Angola.


17

Quarto trimestre

O Ebitda RCA aumentou 32% YoY para os €653 m, considerando a aplicação da norma IFRS 16 que teve um

impacto positivo de €48 m. O aumento deriva sobretudo do melhor desempenho YoY das atividades de E&P,

devido ao ramp-up da produção, e uma contribuição resiliente da atividade comercial. O Ebitda IFRS foi de

€650 m.

O Ebit RCA aumentou YoY para €354 m, considerando um impacto de €14 m em depreciações na sequência

da aplicação da norma IFRS 16 e um aumento das amortizações e depreciações, nomeadamente no segmento

de upstream. O Ebit IFRS foi de €353 m.

Durante o trimestre, os resultados financeiros foram positivos em €43 m, considerando juros relacionados

com locações operacionais de €22 m no seguimento da aplicação da norma IFRS 16. As variações de €66 m

em mark-to-market esteviram sobretudo relacionadas com derivados de cobertura de riscos no preço de gás

natural. Os ganhos em diferenças de câmbio atingiram os €24 m, refletindo os efeitos da apreciação do Real

Brasileiro face ao Dólar dos E.U.A. nas locações referentes à IFRS 16.

Os impostos RCA aumentaram de €132 m para €215 m, na sequência dos maiores resultados operacionais,

nomeadamente das atividades de upstream.

Os interesses que não controlam de €46 m, principalmente atribuíveis à participação da Sinopec na Petrogal

Brasil, aumentaram YoY refletindo o desempenho mais robusto desta atividade.

O resultado líquido RCA foi de €157 m, enquanto o resultado líquido IFRS foi de €106 m com eventos não

recorrentes negativos de €49 m, os quais incluem impactos provenientes de ajustes da Participação Especial

no Brasil referentes a períodos passados, e efeito de stock de -€2 m.

Doze meses

O Ebitda RCA aumentou 7% YoY para €2.381 m, já considerando o efeito positivo da aplicação da norma

IFRS 16. Excluindo esse impacto, o Ebitda RCA teria decrescido 1%, devido à menor contribuição da atividade

de refinação.

O Ebit RCA decresceu YoY para €1.387 m, impactado pelo aumento das depreciações e amortizações, dada

a maior base de ativos em operação no upstream e na sequência da aplicação da norma IFRS 16. O Ebit IFRS

foi de €1.232 m.

Os resultados financeiros foram negativos em €54 m, impactados por €90 m de juros relacionados com

locações operacionais sob a norma IFRS 16. Ainda assim, os resultados financeiros foram robustos devido a

uma variação positiva em mark-to-market, maioritariamente relacionada com contratos de derivados para

cobrir riscos de preços de gás natural, assim como ganhos cambiais e juros líquidos inferiores. Excluindo o

efeito IFRS 16, os resultados financeiros teriam sido positivos em €63 m.

Os impostos RCA aumentaram YoY para €758 m, refletindo o aumento dos resultados operacionais,

nomeadamente no negócio de upstream.

Os interesses que não controlam de €150 m foram principalmente atribuíveis à participação de 30% da

Sinopec na Petrogal Brasil.

O resultado líquido RCA foi de €560 m e o resultado líquido IFRS foi de €389 m. Os eventos não recorrentes,

de €177 m, incluem o impacto das unitizações dos campos de Lula e Sépia, assim como c.€50 m relacionados

com a CESE e ajustes referentes a períodos anteriores da Participação Especial.


18

A contabilização efetuada em relação à CESE decorre da estrita aplicação dos normativos contabilísticos. No

entanto, na opinião da Galp, com base na opinião dos mais reputados jurisconsultos nacionais, as disposições

legislativas respeitantes à CESE são violadoras da lei, não sendo exigíveis os montantes em causa.


19

5.2. Investimento €m

4T18 3T19 4T19 2018 2019

141 106 184 43 30% Exploração & Produção 622 600 (22) (4%)

27 12 (4) (31) s.s. Atividades de exploração e avaliação 218 115 (104) (48%)

114 95 188 74 65% Atividades de desenvolvimento e produção 403 485 82 20%

149 80 94 (55) (37%) Refinação & Distribuição 258 243 (15) (6%)

2 1 (2) (4) s.s. Gas & Power 9 2 (7) (77%)

9 1 7 (2) (23%) Outros 10 11 0 4%

301 188 282 (19) (6%) Investimento1 899 856 (43) (5%)

Var. YoY Var. YoY

Trimestre Ano

1 Investimento com base na variação do ativo no período.

Quarto trimestre

O investimento totalizou €282 m durante o trimestre, dos quais 65% foram alocados ao negócio de E&P.

O investimento em atividades de desenvolvimento e produção atingiu os €188 m, e esteve sobretudo

relacionado com a execução dos projetos Lula e Bacalhau (ex-Carcará) no Brasil, assim como dos projetos

Coral Sul FLNG e Rovuma LNG em Moçambique.

O investimento em atividades de downstream esteve principalmente relacionado com a implementação de

projetos de melhoria da eficiência energética das refinarias, no âmbito das iniciativas “+$1/boe”, e com

trabalhos de manutenção.

Doze meses

Durante 2019, o investimento atingiu os €856 m. O E&P representou 70% do capex, com as atividades de

desenvolvimento e produção a representar 81% do total do upstream. O investimento das atividades de E&A

esteve principalmente relacionado com trabalhos na área de Bacalhau e à aquisição da participação final de

3% na licença BM-S-8, no Brasil.

O investimento no downstream foi sobretudo focado na melhoria da eficiência energética das refinarias,

assim como em operações de renovação da rede de retalho.


20

5.3. Cash flow

Método Indireto

4T18 3T19 4T194T19 (sem

IFRS16)2018 2019

2019 (sem

IFRS16)

225 339 354 340 Ebit1 1.629 1.405 1.350

44 28 32 32 Dividendos de empresas associadas 118 146 146

171 249 289 255 Depreciações, Amortizações e Imparidades 691 979 846

156 (55) (115) (115) Variação de fundo de maneio (230) (138) (138)

(195) (126) (114) (114) Impostos sobre o rendimento e sobre a produção de petróleo e gás (613) (503) (503)

402 435 446 398 Cash flow das atividades operacionais 1.594 1.890 1.701

(282) (189) (170) (170) Investimento líquido (896) (734) (734)

1 (5) 1 1 Juros pagos e recebidos (63) (45) (45)

- (48) (48) - Pagamentos de locações operacionais (IFRS 16)2 - (189) -

121 192 229 229 Free cash flow 635 922 922

(1) (0) (25) (25) Dividendos pagos aos interesses que não controlam3 (16) (132) (132)

- (262) - - Dividendos pagos aos acionistas (477) (559) (559)

120 (70) 204 204 Free cash flow após dividendos 142 232 232

42 22 7 7 Outros 7 71 71

(162) 47 (210) (210) Variação da dívida líquida (149) (302) (302)

€m (valores em IFRS)

Trimestre Ano

1 Ajustados do evento não recorrente non-cash das unitizações.

2 Inclui pagamento tanto de juros como de capital, que no 4T19 foram de €22 m e €26 m, respetivamente.

3 Dividendos maioritariamente pagos à Sinopec.

Quarto trimestre

O CFFO aumentou YoY para os €446 m, já considerando €48 m da aplicação da norma IFRS 16, refletindo a

maior contribuição do negócio de upstream, o qual compensou a menor contribuição do downstream durante

o período.

O FCF foi de €229 m, considerando um investimento líquido de €170 m. O cash flow após pagamento de

dividendos aos acionistas e a interesses que não controlam foi de €204 m.

Doze meses

O CFFO totalizou c.€1,9 bn, o que representa um aumento de 19% YoY, considerando €189 m de impacto

positivo relativos à aplicação da norma IFRS 16, e dos quais 72% com origem fora da Península Ibérica.

Excluindo este efeito, o CFFO teria aumentado 7% YoY, suportado por um incremento da contribuição da

atividade de upstream e apesar da deterioração do contexto internacional de margens de refinação.

Em 2019, o FCF foi de €922 m, um incremento de 45% YoY. O cash flow após dividendos foi de €232 m,

considerando os dividendos do ano pagos aos acionistas no valor de €559 m, assim como os pagamentos a

interesses que não controlam de €132 m, sobretudo à Sinopec.


21

5.4. Situação financeira

€m (valores em IFRS)

31 dez., 2018 30 set., 2019 31 dez., 2019Var. vs

31 dez., 2018

Var. vs

30 set., 2019

Ativo fixo líquido1 7.340 7.437 7.358 18 (79)

Direitos de uso (IFRS 16) - 1.202 1.167 1.167 (35)

Fundo de maneio 814 837 952 138 115

Empréstimo à Sinopec 176 - - (176) -

Outros ativos/passivos1 (546) (879) (1.161) (615) (282)

Capital employed 7.784 8.597 8.316 532 (282)

Dívida de curto prazo 559 566 278 (281) (288)

Dívida de médio-longo prazo 2.686 2.326 2.616 (69) 291

Dívida total 3.245 2.892 2.895 (350) 3

Caixa e equivalentes 1.508 1.246 1.460 (48) 213

Dívida líquida 1.737 1.645 1.435 (302) (210)

Locações operacionais (IFRS 16) - 1.274 1.223 1.223 (51)

Capital próprio 6.047 5.678 5.657 (389) (20)

Capital próprio, dívida líquida e locações operações 7.784 8.597 8.316 532 (282)

1 Para os períodos concluídos a 30 de setembro e 31 de dezembro de 2019, o ativo fixo líquido e os outros ativos/passivos incluem o impacto estimado das unitizações.

A 31 de dezembro de 2019, o ativo fixo líquido era de €7.358 m, um aumento de €18 m YoY. O investimento

em curso, sobretudo relativo ao negócio de E&P, foi de €1.927 m.

Os outros passivos aumentaram €282 m QoQ, devido a um aumento das provisões relacionadas com a CESE,

das provisões de abandono devido à apreciação do Real Brasileiro e impactos na reversão de créditos

diferidos de Participação Especial, ambos no negócio de upstream. Em termos homólogos, note-se que esta

rubrica inclui também um valor estimado de €155 m a pagar relacionado com o impacto estimado das

unitizações, enquanto que o valor a receber ainda está por ser registrado de acordo com o processo de

unitização em curso (ver a secção Outros destaques de E&P, nas páginas 9-10).

O ROACE ao fim do ano foi 7,3%. Excluindo impactos de ajustes relacionados com períodos anteriores,

nomeadamente processos de unitização, o ROACE seria 9,7%.


22

5.5. Dívida financeira

€m (exceto indicação em contrário)

31 dez., 2018 30 set., 2019 31 dez., 2019Var. vs

31 dez., 2018

Var. vs

30 set., 2019

Obrigações 2,142 1,827 1,822 (320) (5)

Empréstimos bancários e outros títulos de dívida 1,103 1,065 1,073 (30) 8

Caixa e equivalentes (1,508) (1,246) (1,460) 48 (213)

Dívida líquida 1,737 1,645 1,435 (302) (210)

Locações operacionais (IFRS 16) - 1,274 1,223 1,223 (51)

Vida média (anos)1 2.7 2.6 2.9 0.2 0.3

Taxa de juro média da dívida1 2.5% 1.8% 1.8% (0.7 p.p.) 0.0 p.p.

Dívida à taxa variável1 48% 60% 60% 13 p.p. (0 p.p.)

Dívida líquida para Ebitda RCA2 0.8x 0.8x 0.7x - -

1 Dívida não inclui locações operacionais.

2 Rácio considera o Ebitda RCA LTM (€2.381 m em 2019), o qual é ajustado pelo impacto da aplicação da norma IFRS 16 (€189 m em 2019).

A 31 de dezembro de 2019, a dívida líquida situava-se em €1.435 m, uma diminuição de €210 m QoQ,

suportada na robusta geração de caixa durante o período. O rácio de dívida líquida para Ebitda RCA situou-

se em 0,7x.

A taxa de juro média da dívida manteve-se em 1,8% e o prazo médio da dívida aumentou para 2,9 anos, com

a dívida de médio e de longo prazo a representar 90% do total da dívida.

No final do período, a Galp detinha cerca de €1,2 bn em linhas de crédito contratadas, mas não utilizadas.

Deste montante, cerca de 70% encontravam-se garantidos contratualmente.

Perfil do reembolso da dívida

€m

0

200

400

600

800

1.000

2020 2021 2022 2023 2024+

@ 31 dez 2019

@ 31 dez 2018


23

Reconciliação entre valores IFRS e RCA

Ebitda por segmento

€m

2019

Ebitda

IFRS

Efeito

stock

Ebitda

RC

Eventos não

recorrentes

Ebitda

RCA

Ebitda

IFRS

Efeito

stock

Ebitda

RC

Eventos não

recorrentes

Ebitda

RCA

650 4 655 (2) 653 Galp 2.219 (12) 2.207 174 2.381

501 - 501 (1) 500 E&P 1.552 - 1.552 200 1.751

93 6 99 (1) 99 R&D 460 (19) 441 (26) 415

50 (2) 48 - 48 G&P 183 7 189 - 189

6 - 6 - 6 Outros 25 - 25 - 25

€m

2018

Ebitda

IFRS

Efeito

stock

Ebitda

RC

Eventos não

recorrentes

Ebitda

RCA

Ebitda

IFRS

Efeito

stock

Ebitda

RC

Eventos não

recorrentes

Ebitda

RCA

387 104 491 2 493 Galp 2.311 (65) 2.245 (28) 2.218

339 - 339 - 339 E&P 1.440 - 1.440 - 1.440

8 108 116 2 118 R&D 687 (50) 637 (28) 610

29 (4) 25 - 25 G&P 152 (15) 137 - 137

10 - 10 - 10 Outros 31 - 31 - 31

Ano

Ano

Quarto Trimestre

Quarto Trimestre

Ebit por segmento

€m

2019

Ebit

IFRS

Efeito

stock

Ebit

RC

Eventos não

recorrentes

Ebit

RCA

Ebit

IFRS

Efeito

stock

Ebit

RC

Eventos não

recorrentes

Ebit

RCA

353 4 358 (4) 354 Galp 1.232 (12) 1.220 167 1.387

333 - 333 (1) 332 E&P 994 - 994 195 1.189

(29) 6 (23) (3) (26) R&D 55 (19) 36 (29) 8

45 (2) 43 - 43 G&P 164 7 171 - 171

5 - 5 - 5 Outros 19 - 19 - 19

€m

2018

Ebit

IFRS

Efeito

stock

Ebit

RC

Eventos não

recorrentes

Ebit

RCA

Ebit

IFRS

Efeito

stock

Ebit

RC

Eventos não

recorrentes

Ebit

RCA

225 104 330 (17) 313 Galp 1.629 (65) 1.564 (46) 1.518

279 - 279 (19) 260 E&P 1.128 - 1.128 (19) 1.109

(86) 108 22 2 24 R&D 343 (50) 293 (28) 265

24 (4) 20 - 20 G&P 132 (15) 116 - 116

9 - 9 - 9 Outros 27 - 27 - 27

Ano

AnoQuarto Trimestre

Quarto Trimestre


24

Eventos não recorrentes

€m

4T18 3T19 4T19 2018 2019

1,9 (0,6) (1,7) Eventos Não Recorrentes com impacto em Ebitda (27,8) 173,5

- (0,6) (1,0) Margem (Variação de produção) - Unitização Lula - 199,7

- - (15,9) Ganhos/perdas na alienação de ativos - (41,3)

- - (5,4) Write-off ativos - (5,4)

1,9 - 20,5 Custos com reestruturação - Pessoal 3,6 20,5

- - - Custos com litigância (31,4) -

(18,6) 0,0 (2,3) Eventos Não Recorrentes com impacto em Non Cash Costs (18,6) (6,7)

- 0,0 0,0 Amortizações e Depreciações - Unitização Lula - (4,3)

(18,6) - (2,4) Imparidade de ativos (18,6) (2,4)

0,4 13,1 1,9 Eventos Não Recorrentes com impacto em Financeiros 7,9 34,5

0,4 4,0 2,9 Ganhos/Perdas participações financeiras 7,9 14,2

- 9,1 (1,0) Custos Financeiros - Unitização Lula e Sépia - 20,3

9,2 5,7 68,6 Eventos Não Recorrentes com impacto em Impostos 69,4 36,1

(0,5) (3,7) 0,5 Impostos sobre eventos não recorrentes 9,0 (71,6)

- - 58,6 Ajustamentos PE de anos anteriores - 58,6

9,7 9,4 9,4 Imposto contribuição sector energético 60,4 49,0

(0,0) (1,5) (17,1) Interesses que não controlam (0,1) (60,0)

(7,1) 16,7 49,3 Total de eventos não recorrentes 30,9 177,4

Trimestre Ano


25

5.6. Demonstração de resultados consolidados em IFRS

€m

Trimestre

4T18 3T19 4T19 2018 2019

4.051 4.137 3.989 Vendas 16.535 15.962

153 147 152 Serviços prestados 647 608

(17) (31) 170 Outros rendimentos operacionais 141 368

4.188 4.253 4.311 Total de proveitos operacionais 17.322 16.938

(3.206) (3.168) (3.056) Inventários consumidos e vendidos (12.763) (12.592)

(445) (401) (452) Materiais e serviços consumidos (1.780) (1.650)

(78) (90) (101) Gastos com o pessoal (321) (346)

(3) (1) 1 Perdas por imparidade de contas a receber (14) 1

(70) (5) (52) Outros gastos operacionais (134) (132)

(3.801) (3.664) (3.660) Total de custos operacionais (15.012) (14.719)

387 589 650 Ebitda 2.311 2.219

(171) (249) (289) Depreciações, Amortizações e Imparidades (691) (979)

10 (0) (8) Provisões 9 (8)

225 340 353 Ebit 1.629 1.232

24 27 18 Resultados de empresas associadas 129 121

(64) (98) 44 Resultados financeiros (70) (74)

11 9 9 Juros a receber 42 37

(19) (14) (14) Juros a pagar (83) (53)

19 7 7 Capitalização juros 49 24

- (23) (22) Juros de locações operacionais (IFRS 16) - (90)

2 (35) 24 Diferenças de câmbio (31) (10)

(71) (30) 66 Mark-to-market de derivados de cobertura (28) 81

(6) (12) (25) Outros custos/proveitos financeiros1 (19) (64)

185 269 416 Resultados antes de impostos 1.689 1.279

(100) (169) (272) Impostos2 (736) (742)

(10) (9) (9) Imposto contribuição sector energético3 (60) (58)

75 90 135 Resultados antes de interesses que não controlam 892 479

(31) (30) (29) Resultado afeto aos interesses que não controlam (151) (90)

44 60 106 Resultado líquido 741 389

Ano

1 Sobretudo relacionado com o processo de unitização de Lula.

2 Inclui impostos sobre o rendimento e impostos sobre a produção de petróleo e gás natural, nomeadamente Participação Especial (Brasil) e IRP (Angola). 3 Inclui €15 m, €34 m e €9 m da CESE I, CESE II e Fondo Nacional de Eficiência Energética, respetivamente, nos doze meses de 2019.


26

5.7. Situação financeira consolidada

€m

31 dez., 2018 30 set., 2019 31 dez., 2019

Ativo

Ativos fixos tangíveis 5.333 5.539 5.671

Goodwill 85 87 85

Outros ativos fixos intangíveis 547 576 577

Direitos de uso (IFRS 16) - 1.202 1.167

Participações financeiras em associadas 1.295 1.089 870

Ativos financeiros disponíveis para venda - - -

Outras contas a receber 239 257 259

Ativos por impostos diferidos 369 439 367

Investimentos financeiros 93 161 169

Total de ativos não correntes 7.960 9.351 9.167

Inventários1 1.171 1.210 1.055

Clientes 1.032 1.183 980

Outras contas a receber 594 873 935

Empréstimo Sinopec 176 - -

Outros investimentos financeiros 242 153 174

Imposto corrente sobre o rendimento a receber 4 0 -

Caixa e equivalentes 1.508 1.246 1.460

Total de ativos correntes 4.726 4.665 4.603

Total do ativo 12.687 14.016 13.770

Capital próprio

Capital social 829 829 829

Prémios de emissão 82 82 82

Reservas 1.843 1.449 1.356

Resultados acumulados 1.091 1.791 1.764

Resultado líquido do período 741 283 389

Total do capital próprio atribuível aos acionistas 4.587 4.434 4.420

Interesses que não controlam 1.460 1.243 1.237

Total do capital próprio 6.047 5.678 5.657

Passivo

Empréstimos e descobertos bancários 1.041 499 795

Empréstimos obrigacionistas 1.644 1.827 1.822

Locações operacionais (IFRS 16) - 1.089 1.042

Outras contas a pagar 126 127 121

Responsabilidades com benefícios de reforma e outros benefícios 304 297 332

Passivos por impostos diferidos 196 280 299

Outros instrumentos financeiros 37 12 5

Provisões 658 808 819

Total do passivo não corrente 4.006 4.938 5.234

Empréstimos e descobertos bancários 61 566 278

Empréstimos obrigacionistas 498 - -

Locações operacionais (IFRS 16) - 186 182

Fornecedores 933 1.060 852

Outras contas a pagar 958 1.391 1.343

Outros instrumentos financeiros 102 103 84

Imposto corrente sobre rendimento a pagar 82 95 141

Total do passivo corrente 2.634 3.400 2.879

Total do passivo 6.640 8.338 8.113

Total do capital próprio e do passivo 12.687 14.016 13.770 1 Inclui €50,4 m de stocks efetuados por conta de terceiros a 31 de dezembro de 2019.


27

6. Bases de reporte

As demonstrações financeiras consolidadas da Galp foram elaboradas em conformidade com as IFRS. A

informação financeira referente à demonstração de resultados consolidados é apresentada para os

trimestres findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018 e 30 de setembro de 2019.

As demonstrações financeiras da Galp são elaboradas de acordo com as IFRS e o custo das mercadorias

vendidas e matérias-primas consumidas é valorizado a custo médio ponderado. A utilização deste critério de

valorização pode originar volatilidade nos resultados em momentos de oscilação dos preços das mercadorias

e das matérias-primas através de ganhos ou perdas em stocks, sem que tal traduza o desempenho

operacional da Empresa. Este efeito é designado por efeito stock.

Outro fator que pode influenciar os resultados da Empresa, sem ser um indicador do seu verdadeiro

desempenho, é o conjunto de eventos de natureza não recorrente e materiais face à atividade operacional do

Grupo.

Com o objetivo de avaliar o desempenho operacional do negócio da Galp, os resultados RCA excluem os

eventos não recorrentes e o efeito stock, este último pelo facto de o custo das mercadorias vendidas e das

matérias-primas consumidas ter sido apurado pelo método de valorização de custo de substituição

designado replacement cost (RC).

No que concerne os principais riscos e incertezas, recomenda-se a leitura do capítulo 7. Parte I – C. III Controlo

interno e gestão de riscos do Relatório Integrado de 2018 do Grupo.

Alterações recentes

A Galp adotou a norma IFRS 16 com vigor a 1 de janeiro de 2019. No âmbito desta norma contabilística a

maioria dos contratos de locações operacionais foram reconhecidos no balanço como um direito de uso do

ativo e uma responsabilidade financeira. Subsequentemente, o direito de uso do ativo é depreciado no

período mais curto entre o período de vida útil do ativo ou a duração do contrato de locação operacional. A

responsabilidade financeira considera juros com base na taxa de juro efetiva do contrato ou a taxa

incremental de empréstimo da entidade contratante. Os pagamentos das locações operacionais são

refletidos como uma redução da responsabilidade.

A adoção da IFRS 16 não terá impacto na geração de caixa da Empresa.


28

7. Definições

Replacement cost (RC)

De acordo com este método, o custo das mercadorias vendidas é avaliado a replacement cost, isto é, à média do custo

das matérias-primas do mês em que as vendas se realizam e independentemente das existências detidas no início ou

no fim dos períodos. O replacement cost não é um critério aceite pelas IFRS, não sendo consequentemente adotado

para efeitos de avaliação de existências e não refletindo o custo de substituição de outros ativos.

Replacement cost ajustado (RCA)

Além da utilização da metodologia replacement cost, os itens RCA excluem determinados eventos de caráter não

recorrente, tais como ganhos ou perdas na alienação de ativos, impostos extraordinários, imparidades ou reposições de

imobilizado e provisões ambientais ou de restruturação, que podem afetar a análise dos resultados da Empresa e que

não traduzem o seu desempenho operacional regular.

Abreviaturas

%: Percentagem

AIP: Acordos de Individualização da Produção

ANP: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis do Brasil

APETRO: Associação Portuguesa de Empresas Petrolíferas

BBB: Belém Bioenergia Brasil,S.A.

bbl: barril de petróleo

bn: billion; ou seja, mil milhões

boe: barris de petróleo equivalente

BRL: Reais do Brasil

c.: circa

CESE: Contribuição Extraordinária sobre o Sector Energético

(Portugal)

CFFO: Cash flow gerado por atividades operacionais

CO: Cessão Onerosa

COFINS: Contribution for the Financing of Social Security

CORES: Corporación de Reservas Estratégicas de Produtos

Petrolíferos

DD&A: Depreciações e amortizações

DST: Drill stem test

E&A: Exploração e Avaliação

E&P: Exploração & Produção

Ebit: Earnings before interest and taxes; ou seja, resultado

operacional.

Ebitda: Earnings before interest, taxes, depreciation,

amortization and provisions; ou seja, Ebit mais depreciações,

amortizações e provisões

EMPL: Europe Magreb Pipeline, Ltd

EPC: Engineering, procurement and construction

EUR/€: Euro

FCF: Free cash flow

FLNG: Floating liquified natural gas

FNEE: Fondo Nacional de Eficiência Energética (Espanha).

FPSO: Floating, production, storage and offloading unit

Galp, Empresa ou Grupo: Galp Energia, SGPS, S.A., subsidiária

e empresas participadas

G&P: Gas & Power

GGND: Galp Gás Natural Distribuição, S.A.

GN: Gás natural

GNL: Gás natural liquefeito

GSBV: Galp Sinopec Brazil Services

GWh: Gigawatt hora

IAS: International Accounting Standards

IFRS: International Financial Reporting Standards; ou seja,

Normas Internacionais de Relato Financeiro

IFRIC: International Financial Reporting Interpretations

Committee

IRC: Imposto sobre o rendimento de pessoas coletivas

IRP: Imposto sobre o Rendimento do Petróleo, pagável em

Angola

ISP: Pagamentos relativos a impostos sobre produtos

petrolíferos

IVA: Imposto sobre o Valor Acrescentado

JFT: Consórcio com JGC, Fluor e Technip FMC

kboepd: milhares de barris de petróleo equivalente por dia

kbpd: milhares de barris de petróleo por dia

LTM: últimos doze meses

m: milhão

MIBGAS: Mercado ibérico de gás natural

mmbbl: milhões de barris de petróleo

mmboe: milhões de barris de petróleo equivalente

mmbtu: million British thermal units, ou seja milhões de

unidades térmicas britânicas

mm³: milhões de metros cúbicos

mt: milhões de toneladas

MWh: Megawatt por hora

NE: Net entitlement

NWE: Northwestern Europe, i.e., Noroeste da Europa

PE: Participação Especial

PIS: Payment Initiation Service

p.p.: pontos percentuais

PPSA: Pré-Sal Petróleo S.A.

QoQ: variação face ao trimestre anterior (quarter-on-quarter)

R&D: Refinação & Distribuição

RC: Replacement Cost

RCA: Replacement Cost Adjusted

s.s.: sem significado

USD/$: dólar dos Estados Unidos

Var.: Variação

WI: Working interest

YoY: year-on-year (variação annual)


29

Advertência

O presente relatório foi elaborado pela Galp Energia, SGPS, S.A. ("Galp" ou a "Sociedade") e pode ser alterado e

completado.

Este relatório não constitui nem integra e não deve ser interpretado como uma oferta para vender ou para emitir nem

como um convite à apresentação de ofertas para compra ou outra forma de aquisição de valores mobiliários emitidos

pela Sociedade ou por qualquer das suas sociedades dependentes ou participadas em qualquer jurisdição ou como um

incentivo para realizar atividades de investimento em qualquer jurisdição. Nem este relatório, ou qualquer parte dele,

nem a sua distribuição constituem a base ou podem ser invocados em qualquer contexto, contrato ou compromisso ou

decisão de investimento, em qualquer jurisdição.

O presente relatório pode conter declarações prospetivas. Declarações prospetivas são declarações que não estão

relacionadas com factos históricos. As palavras "acreditar", "prever", "antecipar", "pretender", "estimar", "vir a", "poder",

"continuar", "dever" e expressões similares geralmente identificam declarações prospetivas. Declarações prospetivas

podem incluir declarações sobre: objetivos, metas, estratégias, perspetivas de crescimento; planos, eventos ou

desempenho futuros e potencial para o crescimento futuro; liquidez, recursos de capitais e despesas de capital;

perspetivas económicas e tendências do setor; procura de energia e abastecimento; evolução dos mercados da Galp;

impacto das iniciativas regulamentares; a força dos concorrentes da Galp.

Neste relatório, as declarações prospetivas são baseadas em diversas suposições, muitas das quais são baseadas, por

sua vez, em suposições, incluindo, sem limitação, a avaliação pela gestão das tendências operacionais, dados contidos

nos registos da Sociedade e outros dados disponibilizados por terceiros. Embora a Galp acredite na razoabilidade com

que tais suposições foram realizadas, essas suposições encontram-se por inerência sujeitas a riscos significativos

conhecidos e desconhecidos, incertezas, contingências e outros fatores importantes que são difíceis ou impossíveis de

prever e estão fora do seu controlo. No entanto, nenhuma garantia pode ser dada de que tais suposições demonstrarão

ter sido corretas. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as

expetativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Sociedade, os desenvolvimentos

da indústria, as condições do mercado financeiro, a incerteza dos resultados dos projetos futuros e operações, planos,

objetivos, expetativas e intenções, entre outros. Tais riscos, incertezas, contingências e outros fatores importantes

podem conduzir a que os resultados reais da Galp ou da indústria sejam materialmente diferentes dos resultados

expressos ou implícitos nesta apresentação por tais declarações prospetivas.

Os resultados futuros reais, tanto financeiros como operacionais; o aumento da procura e alteração do mix energético;

o aumento da produção e variação do portefólio da Galp; o montante e os diferentes custos de capital, distribuições

futuras; acréscimo de recursos e recuperações; planos de projetos, tempo, custos e capacidades; ganhos de eficiência;

redução de custos; benefícios de integração; gamas e vendas de produtos; taxas de produção; e o impacto da tecnologia,

podem diferir de forma substancial devido a um número de fatores. Estes fatores podem incluir alterações no preço do

petróleo ou do gás ou outras condições de mercado que afetem as indústrias do petróleo, gás e petroquímica;

desempenho dos reservatórios; conclusão atempada dos projetos de desenvolvimento; guerra ou outras perturbações

políticas ou de segurança; alterações de legislação ou de regulamentação governamental, incluindo regulamentação

ambiental e sanções políticas; o resultado de negociações comerciais; atuação de concorrentes e clientes;

desenvolvimentos tecnológicos inesperados; condições económicas gerais, incluindo a ocorrência e a duração de

recessões económicas; dificuldades técnicas imprevistas; e outros fatores.

A informação, opiniões e declarações prospetivas contidos neste relatório respeitam apenas à sua data e estão sujeitos

a modificação sem necessidade de comunicação. A Galp e os respetivos representantes, agentes, trabalhadores ou

assessores não pretendem, e expressamente não assumem qualquer obrigação ou dever de elaborar ou divulgar

qualquer suplemento, adenda, atualizada ou revisão de quaisquer informações, opiniões ou declarações prospetivas

contidas neste relatório com vista a refletir qualquer alteração, eventos, condições ou circunstâncias.

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Galp Energia, SGPS, S.A.

Relações com Investidores

Pedro Dias, Diretor

Otelo Ruivo, IRO

Inês Clares Santos

João G. Pereira

Teresa Rodrigues

Contactos:

Tel: +351 21 724 08 66

Morada:

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Website: www.galp.com

Email: [email protected]

Reuters: GALP.LS

Bloomberg: GALP PL

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